新能源参与电力市场的问题及挑战

“北京电力交易中心数据显示，自2021年9月至今年8月底，已累计成交了超过700亿千瓦时的绿电，其中光伏成交占比超过50%。随着分布式光伏纳入绿证核发体系，光伏的绿电绿证成交占比可能将进一步提升。”在19~20日北极星太阳能光伏网于江苏无锡举办的“2023光伏新时代论坛”上，华能新能源股份有限公司市场营销部主管曾宪雯分享了华能新能源参与电力市场的实践经验。

从华能新能源的丰富经验出发，曾宪雯指出，新能源项目深度参与市场后，面临着电价下行等较大压力。

细分市场来看，就中长期市场而言，要求分时段签约，可能提前三十天签订合同，最后执行要求每一天的合同偏差很小，然而从功率预测的角度来说，很难预测三十天以后的发电量情况，所以带来了很高的偏差考核风险。与此同时，价格方面，现在中长期交易价格难以突破燃煤基准价的限制，地方也会维护用户用电价格平稳，市场交易价格难以有突破。此外，平价项目在参与普通中长期的过程中，是和补贴项目一起交易，降价对平价项目的收益影响较大。

现货市场则面临着有量无价、有价无量的情况。这主要是以火电竞价为主，风光新能源大发时段处于出清低价时段。

参与辅助服务和容量市场，新能源快速发展带来了系统平衡和调节性压力的剧增，需承担高额分摊费用。但在部分地区风电、光伏同样的分摊水平条件下，光伏由于中午时段大发需要更多的调节资源，分摊往往比风电高得多。

绿证和绿电市场的挑战，一是供需矛盾，从供给侧来看，新增风电光伏非常充足的，但从需求侧来看，可再生能源消纳责任权重只下发至各省，并没有考核至用户侧，这就导致用户购买绿色电力的需求不是很强烈；二是价格，绿电的价格目前也难以高于燃煤市场化价格；三是省间绿电存在着限制，同时省间通道容量限制，造成省间绿电规模目前不是很大；四是与中长期同样的问题，交易组织周期跨度大、频率低，一般绿电合同提前30天，甚至有的地方是提前45天签订，存在很高的偏差考核风险。

曾宪雯表示，为促进全国统一电力市场建设，建立更加适合新能源的市场机制也成为行业共同呼声。从中长期市场来讲，一是放开交易价格的限制，让新能源与火电同质同价竞争，项目收益可以得到保障；二是高品种、高频次组织交易，可以更好地和现货市场进行衔接。

从现货市场角度，首先优化典型曲线的设定，目前来讲大部分地区在现货市场中分解中长期，是以用户侧曲线来定发电侧曲线，是与风电光伏发电不匹配的。其次，适当放宽价格调控规则，给新能源设置一些价格保护机制，让新能源在现货市场中能有一个预期比较稳定的收益。此外，在辅助服务和容量市场中，建议优化分摊原则，给不同的电源类型种类设定一定的分摊上限，以稳定项目收益。

绿电绿证交易，建议将消纳责任权重落实到用户侧，只有将具体指标考核到用户，绿色电力市场才能真正被激发活力，也能更好地体现绿色电力的环境价值。并且，完善绿电交易组织形式，打通跨省跨区通道，进一步扩大省间绿电交易规模，进一步完善各类交易品种，提高交易频次。此外，建立全国统一的绿色认证体系，与碳市场有效衔接，与国际绿色电力消费和碳减排接轨，进一步提高绿证的认可度。